Анализ разработки Мамонтовского месторождения

Анализ разработки Мамонтовского месторождения

Мамонтовское месторождение введено в разработку с 1970 года. Месторождение находится в начале 4 стадии разработки для которой характерно стабилизация снижения добычи жидкости, среднего дебита скважин как по нефти, так и по жидкости, сокращение действующего добывающего фонда скважин. Снижение количества закачиваемой воды в пласты и неуклонный рост обводненности продукции, выполнение изоляционных работ, сокращение высоко-обводненного фонда добывающих скважин.

По состоянию на 1996г в эксплуатационном добывающем фонде числиться 2273 скважина. С начала разработки было добыто 462,347 млн.т нефти, в продуктивные пласты закачено 1,483790 млрд.м3 воды, накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 638,271 млн.т (или 138,1%)

 Максимальный уровень добычи нефти на месторождении в объеме 35,165 млн.т был достигнут в 1986 году, обводненность продукции составляла 50,8% и закачка воды 92,148 млн.м3. Этот максимум обусловлен увеличением фонда добывающих скважин до 2481 единицы, т.е фонд увеличился на 2445 единиц с момента начала разработки, а также данный максимум связан с закономерным достижением максимальной добычи на второй стадии разработки любого месторождения.

Далее в процессе разработки идёт рост объёмов закачанной воды (после достижения максимума добычи в 1986 году), а добыча не увеличивается. С большой вероятностью это может быть связано либо с не вовлечением в разработку отдельных малопроницаемых участков залежи, когда образуется эффект поршневого вытеснения, т.е поры не подпитывают трещины низкопроницаемых коллекторов, в которых сформировались ТРИЗ. Либо это связано с неправильной или нерациональной системой заводнения и с литологическими ограничениями, а также с тем, что трещинные высокопроницаемые коллекторы выработали себя, и теперь, начиная с 1986 года основной приток нефти идет из порово-трещинных и поровых коллекторов, которые в свою очередь существенно меньший приток, по сравнению с трещинными коллекторами, т.к проницаемость пор в 100-1000 раз меньше проницаемости трещин.

 Также в трещинах капиллярно-связанная вода отсутствует, то есть их эффективная ёмкость на 100% насыщена нефтью или газом, поэтому коэффициенты нефте- и газонасыщенности близки к 1. Следовательно, когда запасы вырабатываются из трещино-порового и(или) порового коллектора, возрастает обводненность, поэтому можно судить о прямой зависимости типа коллектора и обводненности продукции.

Дальнейшее увеличение фонда добывающих скважин с 2445 до 2746 не приводит к увеличению добычи нефти пропорционально количеству скважин. В следствии этого затраты на разработку месторождения увеличиваются, а ее эффективность не возрастает. Ни увеличение закачки воды, ни рост фонда скважин не способствовали росту добычи нефти, это свидетельствует об опережающей выработке запасов и обводнении высокопроницаемых коллекторов. Для решения этой проблемы необходимо построить карты остаточных нефтенасыщенных толщин и остаточных запасов, карту изобар, выяснить на какие участки не действует заводнение, и при необходимости поменять систему заводнения, либо изменить сетку скважин нагнетательных скважин.